自2011年获准开展碳排放权、排污权交易试点以来重庆碳排放权交易额达1.8亿元
自2011年国家批准重庆市开展碳排放权、排污权交易两项试点以来，截至目前，重庆全市共有196家工业企业纳入碳排放权交易，累计成交量达1672万吨、交易额达1.8亿元。
重庆市生态环境局相关负责人介绍，目前，重庆市碳排放权交易已形成由管理办法，以及配额管理、核查、交易3个细则等构成的“1+3+N”制度体系，建成申报、报告、注册登记、交易4大电子化功能平台。在此基础上，重庆市碳减排效应逐步显现，企业自主实施工程减碳项目50余个，减碳效益约800万吨/年。
其中，华能重庆珞璜发电有限责任公司，累计结余碳排放配额281147吨。2020年，该企业碳排放履约工作由重庆试点碳市场转变为进入全国碳市场履约。“十三五”期间，珞璜公司生产煤耗从2015年的322.61克/千瓦时，降低到2020年的313.58克/千瓦时，年减少标煤耗用7万吨，减排二氧化碳18万吨。重庆松藻电力有限公司投资1亿多元先后实施了磨煤机节能耐磨钢球改造，碳排放总量及强度得到一定程度降低。
碳排放權交易对推动企业经济低碳转型、控制温室气体排放起到了积极作用，相关负责人介绍，重庆市强化履约管理，将碳排放权履约情况纳入环境信用评价体系，全市碳排放权年度履约率由最初的63%提高至目前的94%；在全国率先将碳排放权交易纳入排污许可管理，并作为西部唯一省市出资参与全国碳排放权交易市场联建联维；建设全国首个覆盖碳履约、碳中和、碳普惠的“碳汇通”生态产品价值实现平台；争取气候投融资全国首批试点，推动商业银行开展碳排放权补充质押贷款，为企业融资2.2亿元等。
摘要：后哥本哈根时代，发展低碳经济成为全球性共识。碳交易是利用市场机制引领低碳经济发展的必由之路。由于尚未建立碳交易市场体系，我国被迫处在全球碳交易产业链的最底端，丧失碳交易定价话语权。因此，建立全国统一碳交易市场体系迫在眉睫。文章从碳排放权交易的原理入手，阐述了碳排放权交易对我国发展低碳经济的现实意义，并探讨了我国建立全国统一碳排放权交易市场的路径选择。
关键词：低碳经济;二氧化碳;碳排放权
从“京都议定书”、“巴厘岛路线图”到哥本哈根世界气候大会，气候问题备受关注，发展低碳经济已经成为当前的全球性共识。低碳经济是以低能耗、低污染、低排放为特征的经济发展模式，是人类社会继农业文明、工业文明之后的又一次重大进步。碳交易是利用市场机制引领低碳经济发展的必由之路。低碳经济最终要通过实体经济的技术革新和优化转型来减少对化石燃料的依赖，降低温室气体排放水平。但历史经验已经表明，如果没有市场机制的引入，仅仅通过企业和个人的自愿或强制行为是无法达到减排目标的。我国现有碳交易主要是清洁发展机制(CMD)项目以及个别地域、行业的交易个案，对于占比超过80%的国际配额交易市场，我国依然没有涉足。由于尚未建立全国统一碳交易市场体系，国际碳交易规则基本上由西方发达国家制定，我国被迫处在整个碳交易产业链的最底端，我国创造的核证减排量被发达国家以低廉的价格购买后，通过金融机构的包装、开发成为价格更高的金融产品、衍生产品及担保产品进行交易。这导致我国难以发挥资源量大的优势，难以在国际碳排放权交易定价机制中发挥应有的影响。因此，建立全国统一碳交易市场体系迫在眉睫。
一、碳交易的内涵
碳排放权交易(简称碳交易)的概念源于20世纪60年代经济学家们提出的排污权交易概念。科斯定理一直被认为是排污权交易的理论基础。企业是以利润最大化为目的进行生产经营，为社会提供产品和服务的，问题在于企业获得利润的同时并未承担排放二氧化碳的环境污染成本，使得经济活动不能体现环境资源的经济价值，稀缺的环境资源得不到有效配置。科斯认为解决环境资源市场失灵的关键是产权，明确环境资源的所有权或财产权，使其成为稀缺资源，可以解决污染外部性问题。据此，经济学家们提议建立碳排放权交易市场，让市场机制评价环境资源的价值，使其外部性内部化。《京都议定书》的签订意味着包括二氧化碳在内的温室气体的排放行为要受到限制，由此导致碳的排放权和减排量额度(信用)开始稀缺，并成为一种有价产品，称为碳资产或碳产权。目前，在欧洲、美国等金融发达的地区和国家已经形成了一些大型的碳排放交易中心，如欧盟CO2排放量交易体系、欧洲气候交易所、芝加哥气候交易所。交易主要有两种类型：其一是基于配额的交易。买家在“限量与贸易”体制下购买由管理者制定、分配(或拍卖)的减排配额，譬如《京都议定书》下的分配数量单位(AAU)，或者欧盟排放交易体系(EUETS)下的欧盟配额(EUAs)。其二是基于项目的交易。买主向可证实减低温室气体排放的项目购买减排额。
碳交易从资本的层面人手，通过划分环境容易，对温室气体排放权进行定义，延伸出碳资产这一新型的资本类型。将气候变化因素纳入了企业的资产负债表，改变了企业的收支结构。而碳交易市场则为碳资产的定价和流通创造了条件。来自不同项目和企业产生的减排量进入碳市场进行交易，被开发成标准的金融工具，使得金融资本通过碳交易市场直接或间接投资于创造碳资产的绿色技术的实体经济。碳交易将金融资本和实体经济联通起来，通过金融资本的力量引导实体经济的发展。碳交易的一般做法是：首先由政府部门确定一定区域的环境质量目标，并据此评估该区域的环境容量;然后，推算出二氧化碳的最大的允许排放量，并将最大允许排放量分割成若干规定的排放量，即若干排放权;接着，政府选择不同的方式分配碳排放权，如公开竞价拍卖、定价出售或无偿公配等，并通过建立排放权交易市场使这种权力能合法交易。在市场上，排放者从其自身利益出发，自主决定其污染治理程度，从而买入或卖出排放权。碳排放权交易市场的本质就是承认碳资产商品化，提供二氧化碳排放空间数量化、资产化、市场化的途径，使之成为非公共物品，成为一种生产过程中必须付出代价才能得到的资源，通过市场机制对碳排放权的有效配置达到二氧化碳减排的目的。
二、碳交易对我国发展低碳经济的现实意义
(一)有利于宏观经济帕累托改进
发展碳交易市场首先要确定我国范围内二氧化碳的排放总量，凸显环境资源稀缺性。碳交易市场机制的价格发现功能可实现碳排放权的合理定价，使环境资源成本外部性向企业生产活动内部化转化。碳排放权获得类似垄断资源的身份，微观经济主体受成本一收益的驱动会珍惜有限的碳排放权和减少二氧化碳排放，并可诱发一系列的低碳经济活动。二氧化碳排放总量限制、微观主体排放成本控制及低碳经济活动将会使我国宏观经济碳排放总量得到有效控制，使污染治理总体费用得到大幅降低，逐步建立起高效的经济一能源系统。在不影响经济增长的前提下最大限度地减少对能源需求与二氧化碳排放，最终达到环境资源优化配置及整体经济的帕累托改进。
(二)能使减排成本收益转化
碳交易市场机制下的碳排放权具有商品属性，其价格信号功能引导经济主体把碳排放成本作为投资决策的一个重要因素。随着碳市场交易规模的扩大和碳货币化程度的提高，碳排放权进一步衍生为具有流动性的金融资产。企业通过实施积极有效的碳资产管理将促进经济发展的碳成本向碳收益转化。碳交易市场兴起并可带动形成以碳排放权为中心的碳交易货币以及包括直接投资融资、银行贷款、碳指标交易、碳期权期货等一系列金融衍生品为支撑的碳金融体系，形成能源链转型的资金融通——减排成本收益转化——低碳资金投入的良性低碳循环。
(三)促进低碳技术转移
通过建立碳排放权的交易机制使得碳排放边际成本较低的排污企业可以通过自身的技术优势或成本优势转让或储存剩余的排放权，碳排放边际成本较高的企业则通过购买的方式来获得环境容量资源的使用权。购买行为的本身既包含实际减排额度的转让也包含低碳技术的交易。通过碳排放权的交易，污染治理的最终任务必将落在减排成本最低的企业或专业化减排处理的企业身上，客观上促进了包括节能和清洁能源、煤的清洁高效利用、油气资源和煤层气的勘探开发、可再生能源、核能、碳捕集和封存、清洁汽车技术、农业和土地利用方式等涉及温室气体排放的低碳技术应用和创新。
(四)引发低碳能源革命
低碳能源是低碳经济的基本保证。新能源属于低碳能源，新能源的各种形式都是直接或者间接地来自于太阳或地球内部深处所产生的热能，包括太阳能、风能、生物质能、地热能、核聚变能、水能和海洋能以及
由可再生能源衍生出来的生物燃料和氢所产生的能量。也可以说，新能源包括各种可再生能源和核能。相对于传统能源，新能源普遍具有污染少、储量大的特点，对于解决当今世界严重的环境污染问题和资源(特别是化石能源)枯竭问题具有重要意义。碳交易市场机制解决了二氧化碳的供求、价格、竞争、风险等要素问题，实现二氧化碳排放量的定价，使其成为经济主体生产活动的要素。基于成本收益的考虑，势必会引发能源革命，促进我国可再生能源、清洁能源的开发，降低化石能源比重，改变能源结构，促进经济主体提高能源效率，降低二氧化碳等温室气体和其它污染物的排放量，能源消费由传统高碳能源逐渐向低碳新能源过渡。
(五)促进低碳经济转型
碳排放权交易的减排成本收益转化、资金融通功能以及促进低碳技术转移功能有利于企业加强低碳产品的投资，有利于打破产业投资锁定效应，促进产业升级换代及新型低碳产业的兴起。宏观上有利于政府以低碳经济低能耗、低排放、低污染的要求，调整投资、出口和消费这“三驾马车”的重点和方向，进一步优化经济结构，降低“高碳”产业的比例，优化产业结构，扩大低碳产品的出口。调整我国目前技术含量、环保标准和附加值都比较低的出口产业结构，鼓励能效较高的产品出口，以应对各类环境贸易壁垒，最终构建以低碳农业、低碳工业、低碳服务业为核心的新型低碳经济体系。
三、我国建立碳交易市场的路径选择
(一)碳交易市场体系构建的要素
1 污染总量控制。只有控制了碳排放空间的使用上限，才能使碳排放权成为稀缺的经济物品，碳排放权才可以作为商品在市场上进行交易。因此，构建碳排放权交易体系必须以实现排放总量控制为前提。碳排放总量由环境主管部门根据区域的环境质量标准、环境质量现状、污染源情况、经济技术水平等因素综合考虑来确定。碳排放总量限定直接关系到交易能否顺利开展，排放权数量过大，会使区域内碳排放超过环境容量，减排效果难以实现;排放权数量过小，则会导致碳排放成本超越社会经济技术承受能力，较高的碳排放权价格使得企业不愿购买排放权而引发非法排放行为。
2 环境产权明晰。环境资源等属于公共物品的范畴，具有非排他性和非竞争性消费的特征，即产权通常是不明晰的，私人对其的损耗和破坏带来的后果皆由社会分担，导致外部不经济性的产生。科斯定理将外部不经济性与产权联系起来，强调通过或依靠私人行为来解决外部不经济性问题，关键在于建立一套界定完善的资源产权制度。据此，在环境产权界定明晰的前提下，建立有效率的市场，可以执行市场转让的产权制度，充分发挥市场机制的作用，以解决二氧化碳排放不经济问题，达到环境资源优化配置。
3 市场自由交易。碳交易市场必须保证经济主体之间能够自由交易。对排放权卖方而言，由于超量减排而剩余排放权，出售排放权获得的经济回报实质上是市场对有利于环境的外部经济性的补偿;对买方而言，由于无法按政府要求减排而购买排放权，支出的费用实质上是外部不经济性的代价。市场决定着碳排放权的价格，市场机制的配置促使经济主体约束自身排放行为。允许碳排放权自由交易的市场既能控制二氧化碳排放总量，又能有效地配置环境资源。企业为了节约环保开支，必然要采用先进的治理技术，并不断地开发更加有效的技术，由技术进步而带来的排放权节余又会给企业带来收益。
4 政府适度干预。市场机制固有的缺陷会导致环境问题上的“市场失灵”，政府调控行为则可以弥补市场机制的不足。政府主要作用在于保证市场机制的正常运作，尽可能发挥市场机制特别是价格机制在环境保护中的作用。政府行为包括：制定排放总量、排放权的初始分配、监督排放权交易制度的执行情况、对交易进行管理等。在排放权交易市场中政府也作为普通的市场主体进行购买或出售排放权的交易，但政府主要行使监管职能，参与市场交易是次要的，并且政府交易在整个交易市场中不占主要份额。
(二)我国建立碳排放权交易市场的路径选择
1 以总量控制为前提的碳排放权初始分配。碳排放权一级市场是指排放者与政府之间进行交易，即排放权的初始分配和有偿取得。首先，必须坚持碳排放总量控制为前提，对我国环境容量科学测算，规定一定时间和区域内可供使用的容量资源的总量和上限。然后，按照“污染者付费”(PoIluter Pay Principle，PPP)原则，排放权应以一定方式有偿分配给排放者。从美国等国家的情况看，一般情况下政府每年定期与排放者进行交易，交易形式主要有招标、拍卖、以固定价值出售，甚至无偿划拨等。对社会公用事业、排放量小且不超过一定排放标准的排放者，可以采取无偿给予或低价出售的办法;而对于经营性单位、排放量大的排放者，多采取拍卖或其他市场方式出售。一级市场无需固定交易地点，交易时间由政府主管部门决定。
由于我国碳排放权交易制度还处于探索阶段，初始分配方式的设定必须考虑国情的适应性。当前我国企业面临着国内改革和外部竞争的双重挑战，对于政策风险的冲击比较敏感，企业排放权拍卖会增加企业交易成本，而免费分配模式则可以在不改变现有排放权分配总体格局的前提下，顺利实现排放权交易制度和现存排放收费制度的对接。因此，我国碳排放权初始分配方式宜采用混合分配方式，在排放权交易计划的最初，可以确定一个免费分配或固定价格出售的比例，再将该比例进一步划分成若干个阶段，逐渐降低免费分配或固定价格出售的比例数额，直到实行完全拍卖。
2 以市场自我调节为主导的二级市场。在排放权交易市场中，主要由法律决定排放权一级市场(初始分配)的公平性，由市场决定排放权二级市场(再分配)的效率，两者在实施手段、参与主体、风险大小、作用效果等方面具有较大的差别。二级市场是排放者之间的交易场所，是实现碳排放权优化配置的关键环节。(1)价格机制。定位为政府指导下的市场自我调节机制，主要由市场主导。二级市场一般需要有固定场所、固定时间和固定交易方式。排放者在一级市场上购买排放权后，如果排放需求大，就可以在满足区域污染物排放总量不变的情况下在二级市场上买人;相反，如果企业减少排放有富余的排放指标，则可以在二级市场售出获利。新建、扩建和改建企业可以从一级市场获得排放指标，也可通过二级市场获得排放指标。(2)交易方式。由于我国市场经济尚不完善，碳排放权现货交易具有分散性、低透明度、信息不易收集、不易调控的特点，导致市场供求关系形成的价格信号具有一定的盲目性、不准确性。碳排放权期货交易的透明度高，竞争公开化、公平化，交易者众多，有助于形成公正的价格，合约标准化、交易成本低，并可进行套期保值交易，以控制风险。因此，我国碳排放权交易机制可采用现货交易为基础，期货交易为辅的交易方式，期货市场为现货市场上碳排放权的供给和需求的企业提供经营决策的主要依据。(3)交易平台。第一，区域性与全国性交易平台相结合。碳交易平台以经济发展为基础，由于我国区域经济发展不均衡，全国性的碳交易市场必须考虑区域差异性，首先应按照区域发展条件和经济基础内在一致性与区外有较大的差
异性、区域中心城市带动性和区域联系紧密性的原则成立若干区域性碳交易市场。在此基础上，整合各种资源和信息，逐步形成全国碳交易统一市场框架体系。第二，实体交易与网络交易相结合。在建立实体性的交易市场同时，构建基于网络的市场交易平台，以便注册用户通过网上进行交易。利用此交易平台，会员可以卖出超标减排量来获得额外利润，或者买人不足的减排量以履行义务;系统地做好可持续发展和温室气体减排计划;向股东、评议机构、市民、消费者和客户展示有关气候变化的战略远景;通过及早采取具有信用度的减排和认购补偿行动，使企业在同行业中的领导地位得到认同;通过交易所聘请的具有温室气体减排量审核资质的独立第三方定期测量温室气体排放量，并有选择地采用各种减排技术和措施进行碳减排。
3 严格的交易管理与监测制度。在我国要实施排放权交易制度，环保行政主管部门在排放权交易中必须发挥监督和审核作用。具体来说，各地环保行政主管部门现阶段可委托各级环境监察机构来具体实施。(1)交易过程管理。第一，确认交易权，鉴定审核交易标的。在交易活动之前，须经过调查监测;第二，确认交易出让方富裕排放指标的真实性，指导交易参与者确定交易指标价格或价格幅度;第三，确认交易双方交易协议的有效性，确认双方交易转让的排放量、排放去向以及有关技术要求;第四，督促双方在交易完成后及时办理排放许可证变更手续，明确各方责任;第五，对排放交易工作进行整体评估、统计，总结、完善交易管理体制。(2)交易监测体系。构建污染源基础数据库信息平台、排放指标有偿分配管理平台、污染源排放量监测核定平台、污染源排放交易账户管理平台等的力度，建立企业排放合帐制度，全面管理参加有偿分配和排放交易体系的污染源，保障碳排放在有效的监控之下。严格查禁企业超标排放行为，加大处罚力度，促使企业减少排放，积极走向排放权交易市场，实现总量控制和环境保护的总体目标。要及时制止滥用转让权，以及非法转让排放权的买卖行为，规范转让过程中可能出现的一些无序现象，确保排放权在二级市场上能够正常交易。
4 适度的宏观政策调控。碳交易市场机制的有效运行需要政府对其进行宏观调控，必须健全和完善排放权交易政策调控体系。第一，对新进入的企业，应该依据企业的生产技术及条件给予适当的有偿分配激励政策。如果企业在随后的生产减排控制较好则可获得一定的补贴，并可通过在碳排放交易市场中出售多余的碳排放权交易来赚取收益，有效地平衡率先减少CO2排放量的企业和后进入企业的利益，从而完善交易市场竞争机制。第二，利用税收、信贷等手段对排放权市场进行必要的宏观调控。以经济手段引导排放企业的交易行为，保证排放权交易市场的稳定运行。当需要限制排放权交易的时候可以通过提高税额或者提高信贷利率的方式，而需要鼓励排放权交易的时候可以降低税额和信贷利率。第三，建立适当的激励机制。对积极减排、积极出售排放权的企业，从资金、税收、技术等方面予以扶持。第四，提供低碳金融支持。开设排放权交易的中介银行，开展环境容量及排放量存贷业务，允许不同企业、不同地区之间的排放权储存、转让、出售，促进环境资源的合理配置。第五，低碳技术创新激励。在保护大气环境方面，国家应鼓励环保新技术的研发和旧技术的创新，发展排放控制新技术和排放预防技术;在产业结构调整方面，要加快发展能耗低、污染少的产业，对原有产业和产品的技术装备水平和生产工艺进行改造，以减少污染物的排放;在提高能源效率和节能方面，要重点发展热电联合技术、清洁煤碳技术、煤气化技术。同时通过技术改造来提高现有住宅、办公建筑物、交通运输工具以及工业场所的能源效率，实现节能的目标;在清洁能源使用方面，主要是依靠技术水平的提高，降低生产可再生能源的成本，促进风能、太阳能、生物能、地热能等的广泛使用，减少二氧化碳排放。
5 完善的法律体系保障。碳排放权交易作为参与市场运行的环境经济手段，只有在相应的法律保障之下才具有合法性和权威性。我国《大气污染防治法》中仅有关于排放许可证的一般性规定，缺少碳排放交易的法规支持。从美国排污权交易市场的经验看，联邦政府和各州政府可根据实际情况制定相应的法规，从《清洁空气法》到1990年《清洁空气法》修正案都对排污交易作了明确的规定，奠定了排污权交易的法律基石。我国可借鉴美国经验，尽快修订完善《环境保护法》和《大气污染防治法》等单行法，明确碳排放权有偿取得和排放交易的法律地位。具体来说，进一步明确环境资源国家所有、排放权属于国家以及排放权有偿取得和排放交易的法律地位;制定碳排放总量控制、排放许可证管理和排放交易等法规;明确卖方的主体资格、实质减少排放和节余的排放指标量、所享有的卖方权利和所应该履行的义务;明确购买方的主体资格、所享有的买方权利和所应该履行的义务(如支付补偿金);规范初始排放权的分配、依法建立排放权的一级市场、并规范跨区域交易以及排放交易市场管理，提高排放交易市场运行的稳定性，使碳排放权交易有法可依。
(责任编辑 毕开凤)
作者：傅 强 李 涛
摘要
“十四五”是我国碳达峰的关键期、窗口期，中央多次强调要重点做好完善绿色低碳政策和碳金融市场体系，加快推进碳排放权交易，积极发展绿色金融等工作。碳交易市场是绿色金融体系的重要组成部分，全国碳市场可尝试探索开展各类碳金融工具在碳市场的创新运用，推动国内碳市场与国际碳市场的对接，提升国际碳的定价能力，提高中国在未来全球统一碳市场体系中的参与度与竞争力，实现中国在全球碳市场中地位的进一步提升。我国碳市场可以借鉴国际碳金融市场快速发展的基本经验，加快探索碳金融市场发展的新路径，以全国碳交易市场为基础，打造国际碳交易中心、碳定价中心和碳金融中心。
关键词
全国碳市场;碳交易;碳金融;绿色金融
一、以全国碳排放权交易市场的金融化探索为基础，打造国际碳金融中心
（一）引入多元化的市场参与主体
根据市场调研，国内碳市场的主要及共性问题仍是现货市场流动性不足，使得碳金融市场缺少发展根基。加之碳质押、碳回购等碳金融产品的融资成本优势不明显，影响了企业的参与意愿。因此，通过引入多元化的市场参与主体，能更好契合市场需求，确保碳金融市场整体的发展活力，通过做市、报价、撮合交易以及经纪业务，为碳市场提供更多层次和更灵活的定价方式。这些参与主体包括：
1.履约机构
履约机构可以通过碳市场交易获取比减排成本更低的碳配额或减排信用量。当自身减排成本较低、排放量小于持有配额量时，可以在碳交易市场出售配额，获得额外收益。碳市场具有金融市场属性，履约机构进行风险对冲，比如运用碳远期等碳衍生品，可以帮助锁定成本，从而降低生产所需考虑的风险因素。在不断推进碳金融市场发展的进程中，可通过丰富碳期货等交易产品激活履约机构的碳资产，活跃市场流动性[1]。
2.投资机构
近年出现了许多由高排放的央企、国企集团组建，为所属企业提供碳资产管理、节能减排投资以及相关金融服务等的碳资产管理公司，已经在碳金融市场中产生一定的影响力。随着碳金融市场的进一步发展成熟，可继续逐步引入个人投资者及境外投资机构，丰富和拓展市场投资群体。
3.中介机构
参照成熟的标准化金融市场的运作模式，应鼓励更多中介机构参与碳金融业务，推动涉及碳金融业务的投资咨询、信用评级、核证等业务，降低交易成本，提高资本运行效率，有效减少市场风险。
（二）构建多层次的碳金融產品体系
2020年10月，生态环境部、国家发改委、人民银行、银保监会等五部委联合发布的《关于促进应对气候变化投融资的指导意见》明确提出，“在风险可控的前提下，支持机构及资本积极开发与碳排放权相关的金融产品和服务”，这也为进一步丰富和完善碳金融市场产品体系提供了政策指引。
较为成熟的国际碳金融市场主要包括基于碳信用和碳现货的碳金融基础产品以及碳金融衍生产品[2]。目前在全球影响力较大的几个碳交易所进行的已经不仅仅是碳排放配额或减排项目所产生的碳资产交易活动，以碳排放权为标的物的期货、期权产品已形成标准化合约进行交易，各类新兴的气候类衍生品也在不断开发中。各类碳金融衍生产品丰富和活跃了碳金融市场，通过价格发现功能，优化了资源配置，强化了碳市场的定价权。
从国内整体碳金融市场发展现状看，市场整体上仍处于较为初级的探索阶段[3]。目前，我国碳市场试点交易产品仍以碳现货为主，虽然进行了部分碳金融产品的尝试，但交易规模不大，未形成规模化和市场化。全国碳市场可借鉴国际成熟碳金融市场的发展经验，在进一步拓展基于现货交易的碳金融工具的同时，有序推进各类衍生金融产品的创新运用，不断丰富和完善碳金融市场产品体系。
1.进一步拓展基于碳交易的融资工具
近年来，国内各试点碳交易机构联合金融机构围绕碳排放配额及CCER（国家核证自愿减排量）现货，引入融资、衍生品、资产管理、基金、债券等金融创新产品和服务。在碳融资工具方面，企业以碳排放配额或CCER向银行或其他机构获取资金融通，包括碳质押融资和碳回购融资等种类。
2021年7月16日，全国碳排放权市场正式启动上线交易，首批纳入碳市场覆盖的企业碳排放量近45亿吨，一经启动即成为全球最大规模碳市场。目前，全国碳市场运行平稳有序，配额价格波动合理，截至2021年12月31日，全国碳市场碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额达到76.61亿元。未来，全国碳排放交易市场要把握好发展契机，进一步拓展现货市场的交易品种，有序推进碳质押（抵押）、碳租借（借碳）、碳回购等多样化的碳金融工具。例如，加快推出标准化碳质押业务，为企业短期融资提供强有力的增信工具;以上海碳配额为基础，推出碳配额回购业务，以提高市场流动性;提供更多的交易品种和准入机制，在全国碳配额的基础上，尽快规划国家核证自愿减排量、碳普惠等品种，加快构建完整的现货产品体系[4]。
2.有序推进碳金融衍生产品的体系构建
国外成熟碳金融市场的特点是在碳交易市场发展的同时积极拓展碳衍生品市场，现货交易和衍生品交易（如期货）并进发展，衍生品交易则占比相对更高。目前我国试点地区的碳交易市场流动性不强，主要原因还是交易产品单一，基础交易产品多以地方配额和CCER为主的现货产品，推出的托管、回购、质押等业务总体也都是基于碳现货开展，试点碳市场衍生品以上海试点的配额远期为主，未形成规模化和市场化，尚未建立起真正意义上且具有金融属性的多层次碳市场产品体系[5]。
全国碳市场需要有序推进碳金融市场各类衍生产品的体系构建，更好为碳市场的发展提供套期保值、价格发现与风险管理的功能。一方面，确保现货市场的良性健康发展，丰富现货产品类型和结构，增加现货市场金融属性的需求，为衍生品市场的发展奠定良好的基础;另一方面，分阶段、有序地发展衍生品市场，构建碳交易的衍生金融产品体系，沿着从场外衍生品向场内衍生品发展的方向，有序推进碳金融衍生品市场发展进程。在市场发展的初期阶段，鼓励探索碳远期、碳掉期等场外衍生金融工具;在市场基础设施制度完善后，逐渐向碳期货等场内衍生品市场拓展，最终形成现货市场和衍生品市场并存、场外市场和场内市场结合、非标准化衍生品和标准化衍生品共生的全国碳金融市场，并逐步建立与市场发展阶段相配套的交易清算设施、监管体系、法律法规和风控制度。
3.积极开展其他碳金融工具的创新运用
国际成熟碳市场发展经验显示，相关碳金融产品的创新活动日趋活跃，金融产品形式也较为多样，除了基础的碳排放指标交易，还不断创新推出气候衍生产品、碳交易保险等各类丰富的金融工具，形成了多层次的碳金融市场，在有效实现节能减碳的同时，也积极满足了各方的投融资需求。
全国碳市场可尝试探索积极开展各类碳金融工具在碳市场的创新运用。一是不断完善碳基金、碳债券、碳保险、碳信托、碳资产支持证券等金融产品，提高市场流动性。二是积极开展气候投融资体系建设，推动双边和多边的气候投融资务实合作，推动设立气候投融资基金，引导国内外资金投向应对气候变化领域。开发气候投融资创新产品，包括气候信贷、气候债券、气候基金、气候保险等[6]。以上海为试点，打造国际绿色资产配置中心和全球气候投融资中心。
二、以提升碳市场国内国际定价能力为目标，打造全球碳定价中心
（一）依托资本市场体系和衍生品功能，增强碳市场价格发现能力
碳交易市场的主要目标是用市场化的机制服务于企业合理减排，核心是要形成精准合理的定价机制。碳价格是碳排放权交易的核心，合理有效的碳价格将为控排企业等利益相关方提供稳定的价格信号。影响碳价格的因素除了配额总量、分配方式、交易产品和交易方式，还包括经济发展预期、碳金融市场等。其中，碳金融市场对于合理碳价格的形成具有重要意义。未来可依托国内相对完备的资本市场体系，以及对碳金融衍生品的探索发展，不断增强碳市场的价格发现功能。
根据国内试点碳市场经验来看，以履约为目的的集中交易造成市场流动性有限，难以形成稳定、清晰的价格信号。另外，受限于政策要求，试点碳市场大多只有现货交易，普遍缺少必要的风险管理工具，造成市场有效性不足，影响价格发现功能。从国外碳市场发展来看，部分发达国家通过碳金融市场，将本国本区域货币与国际碳交易的计价和结算挂钩，导致目前国际碳市场定价以美元和欧元为主，并以此掌控着国际碳交易市场的定价权，进一步削弱了我国碳金融市场的国际议价能力。
针对目前国内碳市场流动性不足的情况，碳金融工具尤其是衍生金融产品对碳价格的发现功能具有重要意义。以全球交易量最大的碳交易所——欧洲气候交易所（ECX）为例，其交易产品包括了碳现货（配额、减排量）、碳期货等多种交易产品[7]。ECX占全球80%多的交易量推動了其所在地伦敦成为国际碳交易中心。对欧盟碳市场研究后发现，欧盟碳配额（EUA）期货表现出明显的价格发现功能，对现货的价格走势影响较大。从国内金融市场看（以银行间市场为例），利率互换、国债期货等衍生品的价格走势对现货市场的价格往往有明显的前瞻性预判，一般也被作为对市场价格趋势预测的重要依据。在保证全国碳市场平稳运行的基础上，建议可逐步加强碳交易产品创新，适时推出碳期货、碳期权等交易并建立配套风险防控机制，借助衍生品市场形成能够反映真实供求关系和碳资产价值的合理价格体系，增强投资者信心和参与意愿，提升市场流动性和碳价格发现功能。在市场条件成熟时，适时发布全国碳市场价格指数，推进形成多层次碳市场和打造有国际影响力的碳市场定价中心。
（二）探索碳市场的国际合作，提升国际碳定价能力
目前，《巴黎协定》下全球碳市场正在不断建设与推进，全国碳市场也需要在借鉴国际经验的基础上，不断完善自身的制度设计与运行机制[8]。应对气候变化是全球性的问题，要实现《巴黎协定》的目标，全国碳市场要积极与国际碳市场接轨，进一步加快国内与国际碳交易机制间的政策协调，建立与国际碳市场发展相对应的国家标准。在此背景下，应推动国内碳市场与国际碳市场的对接，提升国际碳的定价能力，提高中国在未来全球统一碳市场体系中的参与度与竞争力，实现中国在全球碳市场中地位的进一步提升。
建议将全国碳市场基准价格纳入具有国际影响力的标志性“上海价格”的范畴体系，借助抵销机制、配额互认、金融合作等机制，循序渐进联通国际碳市场。
一是积极引入境外投资机构参与全国碳市场交易。“十四五”期间，在放开国内投资机构与个人参与全国碳市场的基础上，允许境外投资机构参与中国碳市场交易。
二是由远及近，先易后难，积极研究探索与国际碳市场的互认工作。在“3060”双碳目标下，探索全国碳市场与日、韩、一带一路国家碳市场的碳配额互认;推动中国经认可的项目减排量（CCER、林业碳汇）纳入日韩等东北亚区域及欧美等发达碳市场的抵消机制;在《格拉斯哥气候公约》下，积极探讨中国核证自愿减排量参与国际自愿减排量交易的机制;开展中国碳市场与欧美碳市场碳配额互认的研究[9]。
三是加强国际金融合作。支持全国碳市场与境外金融市场在碳价指数发布、相互挂牌、碳资产管理等方面开展合作，提升我国国际碳定价能力，形成全国碳市场即期价格、远期价格，配额价格、减排量价格等领域的主导权和引领性。
四是输出中国碳标准，扩大中国碳价格应用范围。依托“一带一路”，鼓励全国碳市场等机构积极参与全球环境治理。探索碳交易人民币跨境结算业务，开展气候投融资项目，帮助沿线国家增强当地应对气候变化能力，为我国先行先试制定“一带一路”绿色体系下碳金融市场的国际规则探路。
三、建立精准有效的政策支持和配套措施，为碳金融市场的可持续发展保驾护航
（一）加大绿色金融政策指引和支持力度
绿色金融在助力实现我国碳达峰、碳中和“3060”战略目标进程中发挥着“加速器”的效果，在支持绿色转型、管理气候相关风险等方面也将发挥积极作用。推动和完善国内碳金融市场的发展，需要各类积极的金融政策指引和支持，以最大程度激发市场活力和动力。
财政政策方面，一是可通过财政贴息、税收减免等方式降低绿色项目的融资成本，间接实现对绿色项目正外部性的收益补偿和推动绿色项目的发展。二是大力扩大绿色债券的发行主体范围，鼓励探索发行绿色国债、绿色地方政府专项债、绿色专项ABS、绿色项目收益专项债等产品，并强化绿色债券的信息报告和披露要求。三是建议对投资碳中和债等绿色债券的利息收入给与免税处理，以增加绿色投资者的收益。
货币政策方面，建议在政策体系中纳入气候变化和绿色转型的相关因素。一是通过优惠利率、绿色专项再贷款、减免绿色信贷及债券的风险资本占用等方式，激励金融机构积极参与绿色金融市场。二是按照自愿披露向强制披露的发展路径，实行气候相关信息的强制披露，督促国内主要的商业银行披露碳信息，督促国内上市公司主动履行节能减碳和碳信息披露的义务。
（二）构建明晰有效的协同监管体系
目前我国碳市场尚未纳入金融监管范畴，随着未来碳金融市场建设的推进，如果碳市场与金融市场没有建立明晰有效的协同监管机制，将不利于全国碳市场金融化发展，更不利于全国碳市场作为市场化手段推动节能减排效果的发挥[10]。
建议构建跨部门协同监管机制：一是国家碳交易主管部门负责对碳市场实施宏观审慎监管，对交易机构和登记结算机构制定的相关业务规则进行审核，对企业参与碳交易涉及的相关流程进行总体把关，并明确相应的惩罚措施;二是在碳金融市场的推进建设中，建议采用生态环境部与金融监管部门联合监管的管理机制。新设交易产品应由生态环境部进行备案，由金融监管部门针对参与碳交易的金融机构的管理制度和风险监测提出要求，并对碳金融产品及创新业务进行监管。
（三）建立健全市场风险防范机制
自2021年2月1日起施行的《碳排放权交易管理办法（试行）》中，明确要求“全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构应当遵守国家交易监管等相关规定，建立风险管理机制和信息披露制度，制定风险管理预案，及时公布碳排放权登记、交易、结算等信息”，但在管理办法中并未对碳金融市场发展的风险管控给出明确的规定。
可从以下两方面建立健全碳市场的风险防范机制：一是根据《碳排放权交易管理办法（试行）的要求，建立覆盖交易前、中、后的全方位和全生命周期的碳市场风险管理机制;二是探索发展碳金融衍生工具时尤其要关注衍生品市场的市场风险管控。2008年金融危机后，在G20匹兹堡金融峰会相关精神的指导下，中央对手方清算机制以及推进场外金融衍生品的标准化等内容成为金融市场风险管理规范的重要要求[11]。国内碳金融市场可探索引入中央对手方清算机制，降低市场参与者信用风险，强化市场风险管理体系的建设。
（四）数字化赋能和创新人才培养制度
在推进碳金融市场的发展过程中，可充分顺应数字化转型的市场发展趋势，运用各类数字化技术和手段，赋能碳市场的可持续发展。要充分运用大数据、人工智能、云计算等数字技术，支撑多层次碳市场体系建设，将全国碳市场基础设施与金融市场基础设施打通，与相关金融市场、金融机构建立联盟链，助力国家碳达峰目标和碳中和愿景的实现[12]。
同时，有别于传统金融学理论，碳金融是综合经济、金融、环境科学、生态保护等多个学科的跨学科领域，碳金融市场的持续发展需要大量复合型人才的研究和技术支持。未来可借助重点高校在学科创新和建设方面的优势，加强碳金融专业人才的培养和储备，为碳金融市场的发展提供人才支持。同时，借助传统金融要素市场扎实的人才储备，积极引进具备衍生品交易和研究、衍生品市场风险管理等方面经验的专业人才，为推动碳金融市场的发展提供宝贵经验。
（作者分别为上海联合产权交易所研究院院长、首席研究员，上海联合产权交易所研究院高级经理）
参考文献：
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[2]雷鹏飞，孟科学.碳金融市场发展的概念界定与影响因素研究[J].江西社会科学，2019，39（11）：37-44.
[3]王信智.我国碳排放权交易机制研究[D].天津科技大学，2019.
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[5]袁溥.中国碳金融市场运行机制与风险管控[J].国际融资，2020（10）：55-58.
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[8]陶玉洁，李梦宇，段茂盛.《巴黎协定》下市场机制建设中的风险与对策[J].气候变化研究进展，2020，16（01）：117-125.
[9]刘佳骏，汪川.国外碳金融体系运行经验借鉴与中国制度安排[J].全球化，2016（03）：80-91.
[10]孔祥云.我国碳金融市场的现状、问题及对策研究[J].农村经济与科技，2019，30（04）：97-98.
[11]张攀红，许传华，胡悦，王欣芳.碳金融市场发展的国外实践及启示[J].湖北经济学院学报，2017，15（03）：45-51.
[12]周小全.加快建设全国碳排放权交易市场，提升绿色低碳核心竞争力.中国证券报.2021-3-29
注：碳市场，又称碳交易市场，是把市场机制作为解决二氧化碳为代表的温室气体减排问题的新路径，即把二氧化碳排放权作为一种商品，从而形成二氧化碳排放权的交易。
作者：贾彦 刘申燕
中华人民共和国国家发展和改革委员会令
第17号
为落实党的十八届三中全会决定、“十二五”规划《纲要》和国务院《“十二五”控制温室气体排放工作方案》的要求，推动建立全国碳排放权交易市场，我委组织起草了《碳排放权交易管理暂行办法》。现予以发布，自发布之日起30日后施行。
附件：碳排放权交易管理暂行办法
2014年12月10日
附件
碳排放权交易管理暂行办法
第一章 总则
第一条 为推进生态文明建设，加快经济发展方式转变，促进体制机制创新，充分发挥市场在温室气体排放资源配臵中的决定性作用，加强对温室气体排放的控制和管理，规范碳排放权交易市场的建设和运行，制定本办法。
第二条 在中华人民共和国境内，对碳排放权交易活动的监督和管理，适用本办法。
第三条 本办法所称碳排放权交易，是指交易主体按照本办法开展的排放配额和国家核证自愿减排量的交易活动。 第四条 碳排放权交易坚持政府引导与市场运作相结合，遵循公开、公平、公正和诚信原则。
第五条 国家发展和改革委员会是碳排放权交易的国务院碳交易主管部门(以下称国务院碳交易主管部门)，依据本办法负责碳排放权交易市场的建设，并对其运行进行管理、监督和指导。
各省、自治区、直辖市发展和改革委员会是碳排放权交易的省级碳交易主管部门(以下称省级碳交易主管部门)，依据本办法对本行政区域内的碳排放权交易相关活动进行管理、监督和指导。
其它各有关部门应按照各自职责，协同做好与碳排放权交易相关的管理工作。
第六条 国务院碳交易主管部门应适时公布碳排放权交易纳入的温室气体种类、行业范围和重点排放单位确定标准。
第二章 配额管理
第七条 省级碳交易主管部门应根据国务院碳交易主管部门公布的重点排放单位确定标准，提出本行政区域内所有符合标准的重点排放单位名单并报国务院碳交易主管部门，国务院碳交易主管部门确认后向社会公布。
经国务院碳交易主管部门批准，省级碳交易主管部门可适当扩大碳排放权交易的行业覆盖范围，增加纳入碳排放权交易的重点排放单位。
第八条 国务院碳交易主管部门根据国家控制温室气体排放目标的要求，综合考虑国家和各省、自治区和直辖市温室气体排放、经济增长、产业结构、能源结构，以及重点排放单位纳入情况等因素，确定国家以及各省、自治区和直辖市的排放配额总量。
第九条 排放配额分配在初期以免费分配为主，适时引入有偿分配，并逐步提高有偿分配的比例。
第十条 国务院碳交易主管部门制定国家配额分配方案，明确各省、自治区、直辖市免费分配的排放配额数量、国家预留的排放配额数量等。
第十一条 国务院碳交易主管部门在排放配额总量中预留一定数量，用于有偿分配、市场调节、重大建设项目等。有偿分配所取得的收益，用于促进国家减碳以及相关的能力建设。
第十二条 国务院碳交易主管部门根据不同行业的具体情况，参考相关行业主管部门的意见，确定统一的配额免费分配方法和标准。
各省、自治区、直辖市结合本地实际，可制定并执行比全国统一的配额免费分配方法和标准更加严格的分配方法和标准。
第十三条 省级碳交易主管部门依据第十二条确定的配额免费分配方法和标准，提出本行政区域内重点排放单位的免费分配配额数量，报国务院碳交易主管部门确定后，向本行政区域内的重点排放单位免费分配排放配额。
第十四条 各省、自治区和直辖市的排放配额总量中，扣除向本行政区域内重点排放单位免费分配的配额量后剩余的配额，由省级碳交易主管部门用于有偿分配。有偿分配所取得的收益，用于促进地方减碳以及相关的能力建设。
第十五条 重点排放单位关闭、停产、合并、分立或者产能发生重大变化的，省级碳交易主管部门可根据实际情况，对其已获得的免费配额进行调整。
第十六条 国务院碳交易主管部门负责建立和管理碳排放权交易注册登记系统(以下称注册登记系统)，用于记录排放配额的持有、转移、清缴、注销等相关信息。注册登记系统中的信息是判断排放配额归属的最终依据。
第十七条 注册登记系统为国务院碳交易主管部门和省级碳交易主管部门、重点排放单位、交易机构和其他市场参与方等设立具有不同功能的账户。参与方根据国务院碳交易主管部门的相应要求开立账户后，可在注册登记系统中进行配额管理的相关业务操作。
第三章 排放交易
第十八条 碳排放权交易市场初期的交易产品为排放配额和国家核证自愿减排量，适时增加其他交易产品。
第十九条 重点排放单位及符合交易规则规定的机构和个人(以下称交易主体)，均可参与碳排放权交易。
第二十条 国务院碳交易主管部门负责确定碳排放权交易机构并对其业务实施监督。具体交易规则由交易机构负责制定，并报国务院碳交易主管部门备案。 第二十一条 第十八条规定的交易产品的交易原则上应在国务院碳交易主管部门确定的交易机构内进行。
第二十二条 出于公益等目的，交易主体可自愿注销其所持有的排放配额和国家核证自愿减排量。
第二十三条 国务院碳交易主管部门负责建立碳排放权交易市场调节机制，维护市场稳定。
第二十四条 国家确定的交易机构的交易系统应与注册登记系统连接，实现数据交换，确保交易信息能及时反映到注册登记系统中。
第四章 核查与配额清缴
第二十五条 重点排放单位应按照国家标准或国务院碳交易主管部门公布的企业温室气体排放核算与报告指南的要求，制定排放监测计划并报所在省、自治区、直辖市的省级碳交易主管部门备案。
重点排放单位应严格按照经备案的监测计划实施监测活动。监测计划发生重大变更的，应及时向所在省、自治区、直辖市的省级碳交易主管部门提交变更申请。
第二十六条 重点排放单位应根据国家标准或国务院碳交易主管部门公布的企业温室气体排放核算与报告指南，以及经备案的排放监测计划，每年编制其上一年度的温室气体排放报告，由核查机构进行核查并出具核查报告后，在规定时间内向所在省、自治区、直辖市的省级碳交易主管部门提交排放报告和核查报告。 第二十七条 国务院碳交易主管部门会同有关部门，对核查机构进行管理。
第二十八条 核查机构应按照国务院碳交易主管部门公布的核查指南开展碳排放核查工作。重点排放单位对核查结果有异议的，可向省级碳交易主管部门提出申诉。
第二十九条 省级碳交易主管部门应当对以下重点排放单位的排放报告与核查报告进行复查，复查的相关费用由同级财政予以安排：
(一)国务院碳交易主管部门要求复查的重点排放单位;
(二)核查报告显示排放情况存在问题的重点排放单位;
(三)除
(一)、
(二)规定以外一定比例的重点排放单位。 第三十条 省级碳交易主管部门应每年对其行政区域内所有重点排放单位上年度的排放量予以确认，并将确认结果通知重点排放单位。经确认的排放量是重点排放单位履行配额清缴义务的依据。
第三十一条 重点排放单位每年应向所在省、自治区、直辖市的省级碳交易主管部门提交不少于其上年度经确认排放量的排放配额，履行上年度的配额清缴义务。
第三十二条 重点排放单位可按照有关规定，使用国家核证自愿减排量抵消其部分经确认的碳排放量。
第三十三条 省级碳交易主管部门每年应对其行政区域内重点排放单位上年度的配额清缴情况进行分析，并将配额清缴情况上报国务院碳交易主管部门。国务院碳交易主管部门应向社会公布所有重点排放单位上年度的配额清缴情况。
第五章 监督管理
第三十四条 国务院碳交易主管部门应及时向社会公布如下信息：纳入温室气体种类，纳入行业，纳入重点排放单位名单，排放配额分配方法，排放配额使用、存储和注销规则，各年度重点排放单位的配额清缴情况，推荐的核查机构名单，经确定的交易机构名单等。
第三十五条 交易机构应建立交易信息披露制度，公布交易行情、成交量、成交金额等交易信息，并及时披露可能影响市场重大变动的相关信息。
第三十六条 国务院碳交易主管部门对省级碳交易主管部门业务工作进行指导，并对下列活动进行监督和管理：
(一) 核查机构的相关业务情况;
(二) 交易机构的相关业务情况;
第三十七条 省级碳交易主管部门对碳排放权交易进行监督和管理的范围包括：
(一) 辖区内重点排放单位的排放报告、核查报告报送情况;
(二) 辖区内重点排放单位的配额清缴情况;
(三) 辖区内重点排放单位和其它市场参与者的交易情况。 第三十八条 国务院碳交易主管部门和省级碳交易主管部门应建立重点排放单位、核查机构、交易机构和其它从业单位和人员参加碳排放交易的相关行为信用记录，并纳入相关的信用管理体系。
第三十九条 对于严重违法失信的碳排放权交易的参与机构和人员，国务院碳交易主管部门建立“黑名单”并依法予以曝光。
第六章 法律责任
第四十条 重点排放单位有下列行为之一的，由所在省、自治区、直辖市的省级碳交易主管部门责令限期改正，逾期未改的，依法给予行政处罚。
(一)虚报、瞒报或者拒绝履行排放报告义务;
(二)不按规定提交核查报告。
逾期仍未改正的，由省级碳交易主管部门指派核查机构测算其排放量，并将该排放量作为其履行配额清缴义务的依据。
第四十一条 重点排放单位未按时履行配额清缴义务的，由所在省、自治区、直辖市的省级碳交易主管部门责令其履行配额清缴义务;逾期仍不履行配额清缴义务的，由所在省、自治区、直辖市的省级碳交易主管部门依法给予行政处罚。
第四十二条 核查机构有下列情形之一的，由其注册所在省、自治区、直辖市的省级碳交易主管部门依法给予行政处罚，并上报国务院碳交易主管部门;情节严重的，由国务院碳交易主管部门责令其暂停核查业务;给重点排放单位造成经济损失的，依法承担赔偿责任;构成犯罪的，依法追究刑事责任。
(一)出具虚假、不实核查报告;
(二)核查报告存在重大错误;
(三)未经许可擅自使用或者公布被核查单位的商业秘密;
(四)其他违法违规行为。
第四十三条 交易机构及其工作人员有下列情形之一的，由国务院碳交易主管部门责令限期改正;逾期未改正的，依法给予行政处罚;给交易主体造成经济损失的，依法承担赔偿责任;构成犯罪的，依法追究刑事责任。
(一)未按照规定公布交易信息;
(二)未建立并执行风险管理制度;
(三)未按照规定向国务院碳交易主管部门报送有关信息;
(四)开展违规的交易业务;
(五)泄露交易主体的商业秘密;
(六)其他违法违规行为。
第四十四条 对违反本办法第四十条至第四十一条规定而被处罚的重点排放单位，省级碳交易主管部门应向工商、税务、金融等部门通报有关情况，并予以公告。
第四十五条 国务院碳交易主管部门和省级碳交易主管部门及其工作人员，未履行本办法规定的职责，玩忽职守、滥用职权、利用职务便利牟取不正当利益或者泄露所知悉的有关单位和个人的商业秘密的，由其上级行政机关或者监察机关责令改正;情节严重的，依法给予行政处罚;构成犯罪的，依法追究刑事责任。 第四十六条 碳排放权交易各参与方在参与本办法规定的事务过程中，以不正当手段谋取利益并给他人造成经济损失的，依法承担赔偿责任;构成犯罪的，依法追究刑事责任。
第七章 附则
第四十七条 本办法中下列用语的含义：
温室气体：是指大气中吸收和重新放出红外辐射的自然和人为的气态成分，包括二氧化碳(CO2)、甲烷(CH4)、氧化亚氮(N2O)、氢氟碳化物(HFCs)、全氟化碳(PFCs)、六氟化硫(SF6)和三氟化氮(NF3)。
碳排放：是指煤炭、天然气、石油等化石能源燃烧活动和工业生产过程以及土地利用、土地利用变化与林业活动产生的温室气体排放，以及因使用外购的电力和热力等所导致的温室气体排放。
碳排放权：是指依法取得的向大气排放温室气体的权利。 排放配额：是政府分配给重点排放单位指定时期内的碳排放额度，是碳排放权的凭证和载体。1单位配额相当于1吨二氧化碳当量。
重点排放单位：是指满足国务院碳交易主管部门确定的纳入碳排放权交易标准且具有独立法人资格的温室气体排放单位。
国家核证自愿减排量：是指依据国家发展和改革委员会发布施行的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，经其备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量，简称CCER。
第四十八条 本办法自公布之日起30日后施行。
近日，国务院办公厅印发《2014-2015年节能减排低碳发展行动方案》(以下简称《行动方案》)，进一步硬化节能减排降碳指标、量化任务、强化措施，对今明两年节能减排降碳工作作出具体要求。
《行动方案》提出了今明两年节能减排降碳的具体目标：2014-2015年，单位G
D P能耗、化学需氧量、二氧化硫、氨氮、氮氧化物排放量分别逐年下降3.9%、2%、2%、2%、5%以上，单位G D P二氧化碳排放量两年分别下降4%、3.5%以上。《行动方案》从八个方面明确了推进节能减排降碳的三十项具体措施。一是大力推进产业结构调整。积极化解产能严重过剩矛盾，加大淘汰落后产能力度，加快发展低能耗低排放产业。调整优化能源消费结构，降低煤炭消费比重，推进煤炭清洁高效利用，大力发展非化石能源。严格实施能评和环评制度。二是加快建设节能减排降碳工程。大力实施节能技术改造、节能技术装备产业化示范工程。加快更新改造燃煤锅炉，实施燃煤锅炉节能环保综合提升工程。推进脱硫脱硝和污水处理设施建设，加大机动车减排力度，强化水污染防治。三是狠抓重点领域节能降碳。加强工业、建筑、交通和公共机构节能降碳工作，确保完成各领域节能目标任务。四是强化技术支撑。加强技术创新，实施节能减排科技专项行动。加快先进技术推广应用，完善节能低碳技术遴选、评定及推广机制。五是进一步加强政策扶持。完善价格政策，清理高耗能企业优惠电价政策，落实差别电价和惩罚性电价政策。强化财税支持，整合各领域节能减排资金，加大节能减排投入。落实税收减免政策。推进绿色融资。六是积极推行市场化节能减排机制。实施能效领跑者制度，定期发布领跑者目录。建立碳排放权、节能量和排污权交易制度，开展项目节能量交易。推行能效标识和节能低碳产品认证。强化电力需求管理。七是加强监测预警和监督检查。推进能耗和污染物排放在线监测系统建设，加强运行监测，强化统计预警。完善节能环保法规标准，强化执法监察。八是落实目标责任。强化地方政府特别是节能减排降碳目标完成进度滞后地区和能耗排放大省的责任，严格控制地区能源消费增长，加强节能减排目标责任考核。强化企业主体责任，动员公众参与，共同做好节能减排降碳工作。
《行动方案》将今明两年能耗增量控制目标、燃煤锅炉淘汰任务、主要大气污染物减排工程任务、黄标车及老旧车辆淘汰任务分解落实到了各地区。同时，提出了重点任务分工及进度安排，将重点工作落实到国务院有关部门，并明确了时间要求。
来源：经济参考报
时间：2014-05-27
根据国务院《“十二五”控制温室气体排放工作方案》、《广东省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》的有关要求和国家发展改革委开展碳排放权交易试点的工作部署，为扎实做好我省碳排放权交易试点工作，推动运用市场机制以较低成本完成控制温室气体排放目标，制定本方案。
一、指导思想和工作目标
(一)指导思想。
围绕加快转型升级、建设幸福广东核心任务，加强政府引导和市场运作，进一步提高企业和社会各界控制温室气体排放的意识。充分发挥市场机制对完成“十二五”节能、减碳约束性指标和能源消费总量控制目标的重要作用，创新促进产业转型升级和区域协调发展的体制机制。借鉴国内外经验，结合我省实际，完善制度设计，为国家建立碳排放权交易市场探索经验。
(二)工作目标。
到2015年，基本建立碳排放权在市场主体之间和地区之间合理配置的管理工作体系，初步形成适应省情、制度健全、管理规范、运作良好的碳排放权交易机制和在全国有重要地位的区域碳排放权交易市场。
到2020年，省内碳排放权交易机制不断成熟完善，省际碳排放权交易机制基本建立。
二、总体安排
(一)交易产品。
我省碳排放权交易产品以碳排放权配额为主，即由政府发放给企业等市场主体量化的二氧化碳排放权益额度。经国家或我省备案，基于项目的温室气体自愿减排量作为补充交易产品，并积极探索创新交易产品。
(二)交易主体。
我省碳排放权交易主体是政府纳入控制碳排放总量的企业(以下简称控排企业)，积极探索引入投资机构和其他市场主体参与交易。政府向控排企业发放碳排放权配额，对控排企业碳排放进行监督管理。控排企业按照所获配额履行控制碳排放责任，并可通过配额交易获得经济收益或排放权益。
(三)交易平台。
我省碳排放权交易平台是广州碳排放权交易所，碳排放权交易活动通过交易平台进行。
(四)工作阶段。
我省碳排放权交易试点工作分三期安排，第一期(2012年-2015年)为试点试验期，第二期(2016年-2020年)为试验完善期，第三期(2020年后)为成熟运行期。
三、主要任务
逐步建立健全政府对企业等市场主体碳排放的监督管理机制，形成碳排放权交易促进节能、减碳约束性指标完成和产业结构调整的市场机制，保障碳排放权交易的顺利开展。
(一)建立碳排放信息报告和核证机制。
1.建立企业碳排放信息报告制度。参照重点用能单位范围，合理确定要求报告碳排放信息的重点企业(以下简称报告企业)，并逐步扩大范围。所有控排企业均纳入实施碳排放信息报告的范围。
2.建立控排企业碳排放信息核证制度。培育并委托具备相关资质的第三方专业机构，对控排企业报告的碳排放信息进行核证。
3.建设碳排放信息报告核证系统。建设相应电子信息系统，为企业报告和第三方专业机构核证碳排放信息提供便利。
(二)建立碳排放权配额管理机制。
1.加强碳排放总量管理。按照碳排放强度逐年降低、碳排放总量增幅逐年降低和相关约束性指标的要求，结合经济社会发展实际，科学合理确定全省、各地市碳排放总量目标，为碳排放权配额管理提供依据。
2.科学合理发放碳排放权配额。综合考虑经济社会发展趋势和重大项目建设情况，合理确定政府可监管的年度碳排放权配额总量指标。制定相应规则，向控排企业发放碳排放权配额，并将符合规模要求的有关新建固定资产投资项目纳入配额指标管理。推动相关企业建立碳资产管理制度。
3.建设碳排放权配额注册登记系统。建设相应电子信息系统，用于注册配额账户和登记配额，详细记录配额发放、变更、注销等有关情况。
(三)建立碳排放权交易运作机制。
1.规范建设广州碳排放权交易所。按照国家有关规定，将广州碳排放权交易所建设成为我省和全国的碳排放权交易平台，为我省和全国碳排放权交易市场做好服务。
2.制定碳排放权交易的业务规则。制定并不断完善碳排放权交易过程涉及的交易撮合、
价格形成、配额交割、审查核证、资金清算、信息披露、风险控制、委托代理、争议调解等方面的业务规则，并按此开展交易活动。碳排放权交易活动应遵循公开、公平、公正的原则。
3.建设碳排放权交易系统。建设相应电子信息系统，实现碳排放权配额网上竞价交易、交易账户注册、交易信息登记等功能，为碳排放权交易活动开展提供完备的硬件和软件环境。
4.建立碳排放权交易监管机制。加强对碳排放权交易活动和碳排放权交易所运营的监督管理，碳排放权交易所要对交易过程进行监督管理。
(四)开展温室气体自愿减排交易。
按照国家《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》规定，积极推动省内机构、企业、团体和个人参与国家温室气体自愿减排交易。
(五)探索建立省际碳排放权交易机制。
探索与其他省(市)建立省际碳排放权交易机制，争取国家支持，在条件成熟时启动实施。
四、保障措施
(一)加强组织领导。
在省开展国家低碳省试点工作联席会议框架下建立省碳排放权交易试点专责协调领导小组，由省发展改革委主任担任组长，广州市政府和省发展改革委负责同志担任副组长，省经济和信息化委、财政厅、林业厅、国资委、统计局、物价局、质监局、法制办、金融办，广州市发展改革委、金融办、广州碳排放权交易所负责同志为成员，领导小组办公室设在省发展改革委。省发展改革委作为全省碳排放和碳排放权交易的主管部门，负责统筹协调碳排放权交易试点工作。成立省碳排放权交易机制研究设计工作小组，省内有关专家作为成员，邀请国家级专家担任顾问。省、市各有关单位要加强协调配合，细化工作任务，加快工作进度。
(二)加强相关法规制度建设。
制定我省碳排放权管理和交易暂行办法，明确碳排放权交易的主体范围、报告核证、配额发放、交易机构、监管责任等规定。根据试点情况，及时总结经验，提出应对气候变化或碳排放管理相关立法计划，适时启动立法程序。
(三)加强能力建设。
加强碳排放权交易相关基础研究，不断完善工作思路和方法。务实开展对外交流合作，学习借鉴国内外先进经验。推动碳排放权交易相关咨询、核证等专业服务机构发展并加强管理。广泛开展碳排放权交易专题培训。
(四)加大资金支持力度。
省低碳发展专项资金要按照有关规定，大力支持符合条件的碳排放权交易体制机制研究以及工作体系等项目建设。
(五)加强宣传引导。
广泛宣传碳排放权交易的原理、规则和相关政策措施，引导企业等市场主体积极落实控制温室气体排放责任，参与碳排放权交易。
五、试点试验期(2012年-2015年)主要安排
(一)实施碳排放信息报告的企业范围。
报告企业范围是我省行政区域内2011年-2014年任一年排放1万吨二氧化碳(或综合能源消费量5000吨标准煤)及以上的工业企业，具体名单由省发展改革委会省有关部门研究确定，并根据工作进展情况和所属行业特点，分期、分步组织上述企业报告碳排放信息。研究将交通运输、建筑行业的重点企业纳入碳排放信息报告范围。
(二)实施碳排放总量控制和配额交易的企业范围。
控排企业范围是我省行政区域内电力、水泥、钢铁、陶瓷、石化、纺织、有色、塑料、造纸等工业行业中2011年-2014年任一年排放2万吨二氧化碳(或综合能源消费量1万吨标准煤)及以上的企业，具体名单由省发展改革委会省有关部门研究确定，并根据工作进展情况和所属行业特点，分期、分步组织上述企业实施碳排放总量控制，开展配额交易。“十二五”期末力争将交通运输、建筑行业的相关企业纳入碳排放总量控制和配额交易范围。
(三)配额发放。
省发展改革委要根据控排企业2010年-2012年二氧化碳历史排放情况，结合所属行业特点，一次性向控排企业发放2013年-2015年各年度碳排放权配额。根据宏观经济形势，参考企业报告的上一年度碳排放情况，适时对企业当年度碳排放权配额进行合理调整。实行碳排放权有偿使用制度，碳排放权配额初期采取免费为主、有偿为辅的方式发放。
省发展改革委要对节能审查结果为年综合能源消费量1万吨标准煤及以上的新建固定资产投资项目进行碳排放评估，并根据评估结果和全省年度碳排放总量目标，免费或部分有偿发放碳排放权配额。此类项目是否获得与碳排放评估结果等量的碳排放权配额，可作为各级投资主管部门履行审批手续的重要依据。
(四)配额使用。
省发展改革委要在每年度规定时间内将控排企业配额账户中与上一年度实际(经核证)碳排放量相等的碳排放权配额扣除，抵消企业上一年度实际碳排放量。控排企业年度配额剩余部分可出售或结转至下一年度(2015年截止)使用，但配额不足部分应在规定时间内购
买补足，以履行控制碳排放责任。综合运用经济、法律、技术和必要的行政手段，切实加强对相关企业履行控制碳排放责任的监督管理。新建项目业主所获碳排放权配额在项目建成投产前不得交易流通，待项目建成投产后可按照有关规定核转为可流通配额。
(五)补充机制。
省发展改革委要会省有关部门结合我省实际，参照国家有关要求，对林业碳汇等项目类型制定“广东省核证(温室气体)自愿减排量”备案规则和操作办法。省内项目经国家备案的“中国核证自愿减排量”或我省备案的“广东省核证自愿减排量”可按规定纳入碳排放权交易体系。
(六)工作进度。
我省碳排放权交易试点第一期着重在部分重点行业开展建立碳排放权交易机制的试点试验，分为三个阶段开展。
1.筹备阶段(2012年-2013年上半年)。启动基于项目的温室气体自愿减排交易。制定相关规范性文件和业务规则，建立碳排放信息报告核证、碳排放权配额注册登记、碳排放权交易监督管理等工作体系，正式挂牌成立碳排放权交易所。
2.实施阶段(2013年下半年-2014年)。启动基于配额的碳排放权交易，不断完善碳排放权管理和交易体系。开展建立省际碳排放权交易机制的前期研究，加强建立省际碳排放权交易机制的工作协调。
3.深化阶段(2015年)。推动温室气体自愿减排交易、省内碳排放权交易顺利开展，力争率先启动省际碳排放权交易试点工作。开展碳排放权交易试点工作总结评估，研究“十三五”碳排放权交易工作思路和实施方案。
(试行)
第一条 为丰富本市碳排放权履约方式，规范重点排放单位使用经审定的碳减排量履行碳排放控制责任的行为，依据市人大常委会《关于北京市在严格控制碳排放总量前提下开展碳排放权交易试点工作的决定》、市人民政府《关于印发<北京市碳排放权交易管理办法(试行)>的通知》(京政发[2014]14号)，制定本办法。
第二条 本办法适用于重点排放单位使用经审定的碳减排量抵消其部分碳排放量的活动。
第三条 市发展改革委负责本市碳排放权抵消相关工作的组织实施、综合协调与监督管理。
市园林绿化局负责本市林业碳汇项目的综合协调与监督管理。
第四条 重点排放单位可使用的经审定的碳减排量包括核证自愿减排量、节能项目碳减排量、林业碳汇项目碳减排量。1吨二氧化碳当量的经审定的碳减排量可抵消1吨二氧化碳排放量。
第五条 重点排放单位用于抵消的经审定的碳减排量不高于其当年核发碳排放配额量的5%。
第六条 重点排放单位可用于抵消的核证自愿减排量应同时满足如下要求：
(一)2013年1月1日后实际产生的减排量;
(二)京外项目产生的核证自愿减排量不得超过其当年核发配额量的2.5%。优先使用河北省、天津市等与本市签署应对气候变化、生态建设、大气污染治理等相关合作协议地区的核证自愿减排量;
(三)非来自减排氢氟碳化物(HFCs)、全氟化碳(PFCs)、氧化亚氮(N2O)、六氟化硫(SF6)气体的项目及水电项目的减排量;
(四)非来自本市行政辖区内重点排放单位固定设施的减排量。
第七条 重点排放单位可用于抵消的节能项目碳减排量应同时满足如下要求：
(一)来自本市行政辖区内2013年1月1日后签订合同的合同能源管理项目或2013年1月1日后启动实施的节能技改项目;
(二)须是实际产生了碳减排量的节能项目;
(三)碳减排量按照节能项目连续稳定运行1年间实际产生的碳减排量进行核算;
(四)重点排放单位实施的节能项目产生的碳减排量除外;
(五)未完成国家、本市或所在区县上的节能目标的单位实施的节能项目产生的碳减排量除外;
(六)试点期节能项目类型包括但不限于锅炉(窑炉)改造、余热余压利用、电机系统节能、能量系统优化、绿色照明改造、建筑节能改造等，且采用的技术、工艺、产品先进适用，暂不考虑外购热力相关的节能项目。
第八条 重点排放单位可用于抵消的林业碳汇项目碳减排量应同时满足以下要求：
(一)来自本市辖区内的碳汇造林项目和森林经营碳汇项目;
(二)碳汇造林项目用地为2005年2月16日以来的无林地;
(三)森林经营碳汇项目于2005年2月16日之后开始实施;
(四)项目业主应具备所有地块的土地所有权或使用权的证据，如区(县)人民政府核发的土地权属证书或其他有效的证明材料;
(五)项目应取得市园林绿化局初审同意的意见。 第九条 核证自愿减排量按照经备案的国家温室气体自愿减排方法学进行计算，并按照《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》、《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的相关规定进行申报、审定和核证。
第十条 用于抵消且符合条件的节能项目需向市发展改革委申报，申报材料包括：
(一) 节能项目概况说明;
(二) 企业的营业执照复印件;
(三) 由节能量审核机构出具的节能量审核报告;
(四) 由市发展改革委备案的碳排放权交易第三方核 查机构出具的项目碳减排量核证报告。
项目节能量审核依据为《节能量审核报告编制指南》(工业、非工业);项目碳减排量核证依据为《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》(京发改规〔2013〕5号)。节能项目的碳减排量按照如下公式计算：
碳减排量(tCO2)=各种能源节能量(tce)转换系数(tCO2/tce)i 第十一条 用于抵消且符合条件的林业碳汇项目需由市园林绿化局初审后向市发展改革委申报，申报材料包括：
(一)项目备案申请函、申请表，市园林绿化局初审同意的意见;
(二)项目概况说明;
(三)企业的营业执照复印件;
(四)项目可研报告审批文件、项目核准文件或项目备案文件;
(五)项目环评审批文件;
(六)项目节能评估和审查意见;
(七)项目开工时间证明文件;
(八)采用经国家主管部门备案的方法学编制的项目设计文件;
(九)按照《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的相关规定出具的项目审定报告、监测报告、核证报告。
第十二条 市发展改革委组织专家对节能项目和林业碳汇项目的申报材料进行评审，并在市发展改革委网站上对通过专家评审的项目碳减排量核证报告公示5个工作日。市发展改革委对公示无异议的项目碳减排量进行确认。市发展改革委可按照一定比例对项目碳减排量核证报告进行抽查。
第十三条 市发展改革委确认项目碳减排量后，用于抵消碳排放量的节能项目业主应在本市碳排放权注册登记簿中开设账户。市发展改革委向所属项目账户签发经核证的减排量。
市发展改革委确认项目碳减排量后，用于抵消碳排放量的林业碳汇项目业主应在本市碳排放权注册登记簿中开设账户，并按照《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》相关要求向国家发展改革委申请项目备案。市发展改革委向所属项目账户预签发60%的经核证的减排量。
第十四条 本市林业碳汇项目在获得国家发展改革委备案的核证自愿减排量后，项目业主应在10个工作日内申请在国家碳排放权交易注册登记系统中，将与预签发减排量等量的核证自愿减排量从其项目减排账户转移到其在本市的抵消账户。
第十五条 核证自愿减排量信息可在中国自愿减排交易信息平台查询。节能项目碳减排量信息在北京环境交易所有限公司网站发布。本市林业碳汇项目碳减排量信息在北京环境交易所有限公司和本市林业碳汇工作办公室网站发布。
第十六条 用于抵消的核证自愿减排量按照国家发展改革委相关要求在指定的交易平台上进行交易;用于抵消的节能项目碳排放量、本市林业碳汇项目碳减排量可在本市碳排放权交易平台上进行交易。
第十七条 重点排放单位在使用核证自愿减排量抵消其排放量时，应向市发展改革委提交抵消申请及相关材料，市发展改革委在收到申请后5个工作日内完成审核，符合条件的允许抵消。
第十八条 抵消过程中相关机构和人员违反法律法规及政策的，依法追究相关责任。
第十九条 本办法涉及的术语具有如下含义： 林业碳汇是指通过实施造林、再造林和森林管理、减少毁林等活动，吸收大气中的二氧化碳并与碳汇交易相结合的过程、活动或机制。 转换系数是指将用于抵消碳排放量的节能项目的节能量(标煤量)转换为碳减排量的系数。
分品种化石燃料节能量的转换系数为：标煤的热值(kJ/kgce)×化石燃料单位热值含碳量(tC/TJ)×化石燃料碳氧化率×44/12×10，具体参数的确定参考《北京市企业(单位)二氧化碳排放核算和报告指南》;
对于热力节能量，如果节能形式对应的是化石燃料的节约量，则转换系数采用分品种化石燃料节能量的转换系数;如果节能形式对应的是热量的节约量，则转换系数为标煤的热值(kJ/kgce)×热力供应的二氧化碳排放因子(tCO2/GJ)×10，热力供应的排放二氧化碳排放因子参考国家发展改革委公布的最新数据。
电力节能量的转换系数为电力消耗间接排放系数/电力折标煤系数。
第二十条 本办法自公布之日起施行。在碳排放权交易试点期间有效。
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(试行)
第一条 为丰富本市碳排放权履约方式，规范重点排放单位使用经审定的碳减排量履行年度碳排放控制责任的行为，依据市人大常委会《关于北京市在严格控制碳排放总量前提下开展碳排放权交易试点工作的决定》、市人民政府《关于印发<北京市碳排放权交易管理办法(试行)>的通知》(京政发[2014]14号)，制定本办法。
第二条 本办法适用于重点排放单位使用经审定的碳减排量抵消其部分碳排放量的活动。
第三条 市发展改革委负责本市碳排放权抵消相关工作的组织实施、综合协调与监督管理。
市园林绿化局负责本市林业碳汇项目的综合协调与监督管理。
第四条 重点排放单位可使用的经审定的碳减排量包括核证自愿减排量、节能项目碳减排量、林业碳汇项目碳减排量。1吨二氧化碳当量的经审定的碳减排量可抵消1吨二氧化碳排放量。
第五条 重点排放单位用于抵消的经审定的碳减排量不高于其当年核发碳排放配额量的5%。
第六条 重点排放单位可用于抵消的核证自愿减排量应同时满足如下要求：
(一)2013年1月1日后实际产生的减排量;
(二)京外项目产生的核证自愿减排量不得超过其当年核发配额量的2.5%。优先使用河北省、天津市等与本市签署应对气候变化、生态建设、大气污染治理等相关合作协议地区的核证自愿减排量;
(三)非来自减排氢氟碳化物(HFCs)、全氟化碳(PFCs)、氧化亚氮(N2O)、六氟化硫(SF6)气体的项目及水电项目的减排量;
(四)非来自本市行政辖区内重点排放单位固定设施的减排量。
第七条 重点排放单位可用于抵消的节能项目碳减排量应同时满足如下要求：
(一)来自本市行政辖区内2013年1月1日后签订合同的合同能源管理项目或2013年1月1日后启动实施的节能技改项目;
(二)须是实际产生了碳减排量的节能项目;
(三)碳减排量按照节能项目连续稳定运行1年间实际产生的碳减排量进行核算;
(四)重点排放单位实施的节能项目产生的碳减排量除外;
(五)未完成国家、本市或所在区县上年度的节能目标的单位实施的节能项目产生的碳减排量除外;
(六)试点期节能项目类型包括但不限于锅炉(窑炉)改造、余热余压利用、电机系统节能、能量系统优化、绿色照明改造、建筑节能改造等，且采用的技术、工艺、产品先进适用，暂不考虑外购热力相关的节能项目。
第八条 重点排放单位可用于抵消的林业碳汇项目碳减排量应同时满足以下要求：
(一)来自本市辖区内的碳汇造林项目和森林经营碳汇项目;
(二)碳汇造林项目用地为2005年2月16日以来的无林地;
(三)森林经营碳汇项目于2005年2月16日之后开始实施;
(四)项目业主应具备所有地块的土地所有权或使用权的证据，如区(县)人民政府核发的土地权属证书或其他有效的证明材料;
(五)项目应取得市园林绿化局初审同意的意见。 第九条 核证自愿减排量按照经备案的国家温室气体自愿减排方法学进行计算，并按照《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》、《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的相关规定进行申报、审定和核证。
第十条 用于抵消且符合条件的节能项目需向市发展改革委申报，申报材料包括：
(一) 节能项目概况说明;
(二) 企业的营业执照复印件;
(三) 由节能量审核机构出具的节能量审核报告;
(四) 由市发展改革委备案的碳排放权交易第三方核 查机构出具的项目碳减排量核证报告。
项目节能量审核依据为《节能量审核报告编制指南》(工业、非工业);项目碳减排量核证依据为《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》(京发改规〔2013〕5号)。节能项目的碳减排量按照如下公式计算：
碳减排量(tCO2)=各种能源节能量(tce)转换系数(tCO2/tce)i 第十一条 用于抵消且符合条件的林业碳汇项目需由市园林绿化局初审后向市发展改革委申报，申报材料包括：
(一)项目备案申请函、申请表，市园林绿化局初审同意的意见;
(二)项目概况说明;
(三)企业的营业执照复印件;
(四)项目可研报告审批文件、项目核准文件或项目备案文件;
(五)项目环评审批文件;
(六)项目节能评估和审查意见;
(七)项目开工时间证明文件;
(八)采用经国家主管部门备案的方法学编制的项目设计文件;
(九)按照《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》的相关规定出具的项目审定报告、监测报告、核证报告。
第十二条 市发展改革委组织专家对节能项目和林业碳汇项目的申报材料进行评审，并在市发展改革委网站上对通过专家评审的项目碳减排量核证报告公示5个工作日。市发展改革委对公示无异议的项目碳减排量进行确认。市发展改革委可按照一定比例对项目碳减排量核证报告进行抽查。
第十三条 市发展改革委确认项目碳减排量后，用于抵消碳排放量的节能项目业主应在本市碳排放权注册登记簿中开设账户。市发展改革委向所属项目账户签发经核证的减排量。
市发展改革委确认项目碳减排量后，用于抵消碳排放量的林业碳汇项目业主应在本市碳排放权注册登记簿中开设账户，并按照《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》相关要求向国家发展改革委申请项目备案。市发展改革委向所属项目账户预签发60%的经核证的减排量。
第十四条 本市林业碳汇项目在获得国家发展改革委备案的核证自愿减排量后，项目业主应在10个工作日内申请在国家碳排放权交易注册登记系统中，将与预签发减排量等量的核证自愿减排量从其项目减排账户转移到其在本市的抵消账户。
第十五条 核证自愿减排量信息可在中国自愿减排交易信息平台查询。节能项目碳减排量信息在北京环境交易所有限公司网站发布。本市林业碳汇项目碳减排量信息在北京环境交易所有限公司和本市林业碳汇工作办公室网站发布。
第十六条 用于抵消的核证自愿减排量按照国家发展改革委相关要求在指定的交易平台上进行交易;用于抵消的节能项目碳排放量、本市林业碳汇项目碳减排量可在本市碳排放权交易平台上进行交易。
第十七条 重点排放单位在使用核证自愿减排量抵消其排放量时，应向市发展改革委提交抵消申请及相关材料，市发展改革委在收到申请后5个工作日内完成审核，符合条件的允许抵消。
第十八条 抵消过程中相关机构和人员违反法律法规及政策的，依法追究相关责任。
第十九条 本办法涉及的术语具有如下含义： 林业碳汇是指通过实施造林、再造林和森林管理、减少毁林等活动，吸收大气中的二氧化碳并与碳汇交易相结合的过程、活动或机制。 转换系数是指将用于抵消碳排放量的节能项目的节能量(标煤量)转换为碳减排量的系数。
分品种化石燃料节能量的转换系数为：标煤的热值(kJ/kgce)×化石燃料单位热值含碳量(tC/TJ)×化石燃料碳氧化率×44/12×10，具体参数的确定参考《北京市企业(单位)二氧化碳排放核算和报告指南》;
对于热力节能量，如果节能形式对应的是化石燃料的节约量，则转换系数采用分品种化石燃料节能量的转换系数;如果节能形式对应的是热量的节约量，则转换系数为标煤的热值(kJ/kgce)×热力供应的二氧化碳排放因子(tCO2/GJ)×10，热力供应的排放二氧化碳排放因子参考国家发展改革委公布的最新数据。
电力节能量的转换系数为电力消耗间接排放系数/电力折标煤系数。
第二十条 本办法自公布之日起施行。在碳排放权交易试点期间有效。
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重庆市人民政府办公厅关于印发重庆市主要污染物排放权交易管理
暂行办法的通知
渝办发[2010]247号
各区县(自治县)人民政府，市政府各部门，有关单位：
《重庆市主要污染物排放权交易管理暂行办法》已经市政府同意，现印发给你们，请认真贯彻执行。
二○一○年八月二十五日
重庆市主要污染物排放权交易管理暂行办法
第一章 总则
第一条 为合理配置环境资源，推进主要污染物减排，稳步改善环境质量，规范主要污染物排放权交易试点，特制定本办法。
第二条 本办法所称主要污染物是指国家在现阶段实施排放总量控制的化学需氧量和二氧化硫两项主要污染物;市环境保护行政主管部门也可以根据区域、流域环境质量状况，将达不到环境质量标准的污染物确定为该区域、该流域的主要污染物。
所称主要污染物排放权(以下简称排污权)是指在许可核定的排污指标数量内，排污单位按照国家或者地方规定的排放标准向环境直接或者间接排放主要污染物的权利。
所称主要污染物排放权交易(以下简称排污权交易)是指在满足环境质量要求和主要污染物排放总量控制的前提下，排污单位在交易机构对依法取得的主要污染物许可排污指标进行公开买卖的行为。
第三条 本办法适用于本市行政区域内排污权交易及其管理活动。
第四条 排污权交易坚持公平、公开和有利于环境资源优化配置、环境质量逐步改善的原则，采取政府指导下的市场化运作方式。
第五条 通过交易获得排污权的排污单位，不免除环境保护的其他法定义务。
第二章 交易主体及条件
第六条 排污权交易的主体为转让方和需求方。
转让方是指合法拥有可供交易的排污权的单位。
需求方是指因实施工业建设项目需要新增主要污染物排放的排污单位。凡新建、改建、扩建和技术改造的工业建设项目，需新增主要污染物排放的，应通过排污权交易取得排污指标。
排污权以排污指标交易。新增1吨主要污染物排放量，需相应购买1个排污指标;转让1个排污指标，须相应削减1吨主要污染物排放量。
第七条 转让方有下列情形之一的，可通过排污权交易转让排污指标：
(一)已取得《排污许可证》的排污单位，通过实施技术改造(包括迁建、调整产品结构)、清洁生产、循环利用、污染治理等措施腾出排污指标余量的;
(二)已取得《排污许可证》的排污单位，因转产、破产或其他原因自行关闭腾出排污指标的;
(三)市和区县(自治县)人民政府从集中建设污水处理设施以及依法取缔、关闭污染企业中取得主要污染物削减量的;
(四)通过其他方式依法取得排污权未使用的。
第八条 排污单位拥有的可供交易的排污指标，应到排污权交易管理机构登记备案，其登记备案的排污指标既可申请进行转让，也可作为其新建、扩建、改建项目所需新增排污指标的备用指标，或者作为排污权转让的储备指标。
市和区县(自治县)人民政府从集中建设污水处理设施以及依法取缔、关闭污染企业中取得的主要污染物削减量，分别由市和区县(自治县)人民政府指定的机构进行储备或者通过排污权交易机构进行转让。
《重庆市主要污染物排放权储备管理办法》由市环境保护行政主管部门另行制定。
第九条 需求方排污指标购买量，根据环境影响评价的预测量确定。
新建项目排污指标购买后，在进行建设项目竣工验收时，实际排放量大于环境影响评价预测购买量的，其不足部分需重新购买;实际排放量小于环境影响评价预测购买量的，其多余部分可以转让。
新建项目购买排污指标后，闲置期不得超过5年。超过5年的，由市、区县(自治县)人民政府指定的机构收回。
第十条 排污单位通过排污权交易转让排污指标，或者到排污权交易管理机构登记备案作为排污权转让的储备指标后，应根据有关规定按照实际排污状况申领排污许可证并缴纳排污费。
第十一条 在水环境质量化学需氧量不达标的流域或者大气环境质量二氧化硫指标不达标的区域内，需求方只能在本流域或本区域内购买化学需氧量或者二氧化硫排污指标。
主城九区(含北部新区)范围内，一律不得购入二氧化硫排污指标;拥有二氧化硫排污指标的转让方，只能向主城九区(含北部新区)以外的二氧化硫达标地区转让。
第十二条 排污单位有下列情形之一的，在整治完成前不得进行排污权交易：
(一)被列为环保信用不良的;
(二)被实施环保挂牌督办的;
(三)污染源限期治理期间的;
(四)被区域限批的;
(五)其他法律法规规定不得进行交易的。
第三章 交易方式及程序
第十三条 排污权交易一般采取挂牌转让方式，特殊情况也可进行协商转让。
在同一区县(自治县)同一流域、区域进行交易，且只有一个符合条件的购买意向需求方，双方可进行协商转让。
第十四条 排污权交易必须在政府确定的排污权交易机构内进行，严禁场外交易。
第十五条 排污权交易程序包括申报、审核、交易、变更。
第十六条 交易主体进行排污权交易，须分别向市和区县(自治县)环境保护行政主管部门申报，并经环境保护行政主管部门审核同意后方可进行。
需求方属于国家及市级审批的工业建设项目的排污权交易，应向市环境保护行政主管部门申报并经审核同意;其余项目排污权交易应向区县(自治县)环境保护行政主管部门申报并经审核同意。
转让方可转让的排污指标，须按《排污许可证》管理权限，分别向市和区县(自治县)环境保护行政主管部门申报并经审核同意。其中，市和区县(自治县)人民政府集中建设服务范围跨区县(自治县)的污水处理设施取得的主要污染物削减量，其转让须向市环境保护行政主管部门申报并经审核同意。
凡是经区县(自治县)环境保护行政主管部门审核需转让排污指标的，须经市排污权交易管理机构确认后方能转让。
第十七条 转让方拟转让排污指标，应在完成相关环保验收或转产、破产、关闭后进行排污权交易申报，并提交企业基本情况、生产状况、《排污许可证》以及能够证明主要污染物削减量的相关资料。
需求方拟购买排污指标，应在环境影响评价文件编制过程中进行排污权交易申报，并提交企业基本情况、建设项目环境影响评价文件或其他有关总量指标需求分析的材料。
第十八条 环境保护行政主管部门受理交易主体的交易申报后，应及时对交易资格主体的合法性、交易量的真实性等进行审核，并出具排污权交易审核意见书。《重庆市主要污染物排放权交易审核办法》由市环境保护行政主管部门另行制定。
第十九条 交易主体凭环境保护行政主管部门出具的审核意见书，向排污权交易机构提交交易委托申请，由排污权交易机构组织交易。
需求方向排污权交易机构进行委托申请时，按基准价购买全部需求数量所需金额的10%―15%缴纳交易保证金。
排污权交易机构应当按照相应程序和规范，建立电子交易系统，根据转让标的情况，采取电子竞价等方式组织交易。
交易双方根据交易结果，在排污权交易机构的组织下，签订《重庆市排污权交易合同》。交易完成后，排污权交易机构应及时向交易双方出具排污权交易凭证。
《重庆市主要污染物排放权交易规则及程序规定》由排污权交易机构另行制定。
第二十条 转让方根据排污权交易机构出具的排污权交易凭证到环境保护主管部门办理《排污许可证》变更手续。需求方根据排污权交易凭证及有关材料办理建设项目环境影响评价文件审批手续;在建设项目竣工验收后，申请办理《排污许可证》手续。
第四章 交易管理及职责
第二十一条 市环境保护行政主管部门负责本市行政区域内排污权交易的指导、监督与管理。
重庆市主要污染物排放权交易管理中心受市环境保护行政主管部门委托，对全市排污权交易进行监督管理。负责排放总量的技术核算，排污许可的技术支撑;负责对应由市环境保护行政主管部门受理的排污交易进行技术审核;负责交易过程的监督，对区县(自治县)受理的排污权交易进行核查;负责排污权的储备管理;负责统筹全市排污权交易，并代表市政府参加相关排污权交易活动。
区县(自治县)环境保护行政主管部门负责其行政区域内排污权交易的监督与管理;负责应由本区县(自治县)受理的排污交易的技术审核;负责本区县(自治县)排污权的储备管理，并代表区县(自治县)人民政府参加相关排污权交易活动。
第二十二条 排污权交易机构应当建立健全内部管理制度，制定完善交易程序规定，为排污权交易提供场所、设施、信息等服务，按照相应规范组织交易。
第二十三条 排污权交易价格实行政府指导下的市场调节机制。交易成交价格不得低于交易基准价。
排污权交易基准价由市环境保护行政主管部门会同市物价、财政部门根据污染物治理的社会平均成本，兼顾环境资源稀缺程度、交易市场活跃程度等影响因素定期组织测算并公布。
第二十四条 排污单位通过排污权交易转让排污指标所得收益归排污单位所有，可专项用于实施技术改造、清洁生产、循环利用、污染治理等，也可用于自行关闭企业处理遗留问题。
市和区县(自治县)人民政府指定的机构转让从集中建设污水处理设施或者依法取缔、关闭污染企业中取得的主要污染物削减量，以及转让通过其他方式依法取得的排污指标，其所得收益按照转让方隶属关系纳入同级财政，作为环境保护专项资金管理，主要用于排污权收购及环境质量改善、生态保护、环保基础设施建设，不得挪作他用。
第二十五条 排污权交易过程中的交易服务费，由排污权交易机构按照市物价、财政、环境保护行政主管部门制定的标准据实收取。
排污权交易过程中，环境保护行政主管部门及排污权交易管理机构不得收取任何费用。
第二十六条 交易双方在交易过程中发生纠纷，可以向环境保护行政主管部门申请调解;也可以依据合同约定，申请仲裁或者向人民法院提起诉讼。
第二十七条 交易方在交易中存在提供虚假数据、违反交易程序等行为的，由负责监督管理的环境保护行政主管部门撤销其排污权交易确认手续及《排污许可证》变更手续。
交易方如超出交易后核定的主要污染物许可排放量排放污染物的，由负责核发其《排污许可证》的环境保护行政主管部门责令其采取限产、停产等措施，并依法予以处罚;造成严重环境污染构成犯罪的，依法追究其法律责任。
第二十八条 环境保护行政主管部门及有关部门工作人员在主要污染物排放权交易过程中玩忽职守、滥用职权、徇私舞弊的，依法给予行政处分;构成犯罪的，依法追究刑事责任。
第五章 附则
第二十九条 本办法自印发之日起施行。国家对排污权使用及交易有新规定的，从其规定。
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